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EFEITO DOS SAIS ORGÂNICOS NAS PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DE FOLHELHOS

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Abstract

Este artigo apresenta um estudo das variações nas propriedades físico-químicas de amostras preservadas de folhelhos quando imersas em sais orgânicos. As mudanças nas propriedades dos fluidos também são apresentadas. Um folhelho brasileiro de origem offshore foi utilizado para a realização da campanha experimental. Os ensaios laboratoriais foram realizados com três tipos de formiatos. Os resultados obtidos indicam que as amostras sofreram redução do seu teor de umidade e um aumento do pH da rocha. Mudanças também foram observadas na composição do fluido dos poros da rocha e na capacidade de troca catiônica como função dos íons presentes nas soluções salinas. Os ensaios de imersão mostraram um grande potencial para o entendimento dos fenômenos de interação entre o fluido de perfuração e os folhelhos. Palavras-Chave: reatividade; ensaios de imersão; folhelhos; sais orgânicos. Abstract-This paper presents a study of the changes in physico-chemical properties of preserved shale samples when immersed in organic salt solutions. The changes in the immersion fluid are also discussed. An offshore Brazilian shale was used throughout the study. The laboratory tests were conducted with three kinds of formate brines. The obtained results indicated that the samples suffered reductions in water content and increase in the ph of rock. Changes were observed in the chemical composition of rock pore fluid and in the cation exchange capacity as a function of the preponderant ions in the organic salt solutions. This immersion test shows great potential in understanding the interaction between drilling fluids and shales.
2o CONGRESSO BRASILEIRO DE
P&D EM PETRÓLEO & GÁS
EFEITO DOS SAIS ORGÂNICOS NAS PROPRIEDADES
FÍSICO-QUÍMICAS DE FOLHELHOS
Claudio Rabe1, Sérgio A. B. da Fontoura2
1 Doutorando, Depart. de Eng. Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro,
Rua Marquês de São Vicente 225, Gávea, Rio de Janeiro, rabe@civ.puc-rio.br
2 Professor Associado, Depart. de Eng. Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro, Rua Marquês de São Vicente 225, Gávea, Rio de Janeiro, fontoura@civ.puc-rio.br
Resumo – Este artigo apresenta um estudo das variações nas propriedades físico-químicas de amostras
preservadas de folhelhos quando imersas em sais orgânicos. As mudanças nas propriedades dos fluidos também são
apresentadas. Um folhelho brasileiro de origem offshore foi utilizado para a realização da campanha experimental. Os
ensaios laboratoriais foram realizados com três tipos de formiatos.
Os resultados obtidos indicam que as amostras sofreram redução do seu teor de umidade e um aumento do pH
da rocha. Mudanças também foram observadas na composição do fluido dos poros da rocha e na capacidade de troca
catiônica como função dos íons presentes nas soluções salinas. Os ensaios de imersão mostraram um grande potencial
para o entendimento dos fenômenos de interação entre o fluido de perfuração e os folhelhos.
Palavras-Chave: reatividade; ensaios de imersão; folhelhos; sais orgânicos.
Abstract – This paper presents a study of the changes in physico-chemical properties of preserved shale
samples when immersed in organic salt solutions. The changes in the immersion fluid are also discussed. An offshore
Brazilian shale was used throughout the study. The laboratory tests were conducted with three kinds of formate brines.
The obtained results indicated that the samples suffered reductions in water content and increase in the ph of
rock. Changes were observed in the chemical composition of rock pore fluid and in the cation exchange capacity as a
function of the preponderant ions in the organic salt solutions. This immersion test shows great potential in
understanding the interaction between drilling fluids and shales.
Keywords: reactivity; immersion tests, shales, organic salts.
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1. Introdução
Durante a perfuração de poços de petróleo, o fluido interage com as camadas dos folhelhos nas paredes do
poço, com os cascalhos, e no contato broca de perfuração-rocha. A interação físico-química existente entre os folhelhos
e os fluidos de perfuração, ainda não é completamente entendida, mas seus problemas são creditados, em grande parte,
a esta interação.
Neste artigo, considera-se que esta interação físico-química é conseqüência tanto do fluxo de água quanto de
íons para dentro quanto para fora da rocha. Os principais mecanismos de transporte em folhelhos considerados neste
trabalho são a osmose e a difusão de íons. O transporte de íon pode causar mudança nas propriedades físico-químicas
tanto dos folhelhos quanto dos fluidos dos poros. Chenevert (1969) reporta a hidratação e a desidratação dos folhelhos
quando expostos a soluções salinas e Santarelli e Carminati (1995) discutem a expansão em folhelhos. Nisto, evidências
de mudanças da capacidade de troca catiônica são constatadas (Simpson & Dearing, 2000).
Para evitar ou reduzir esta interação, tem sido desenvolvido novos fluidos, impelidos, principalmente por
legislações ambientais que exigem que estes fluidos sejam biodegradáveis. Um destes novos fluidos são os fluidos à
base de formiatos. Eles foram inicialmente desenvolvidos para minimizar a perda de pressão friccional em poços
esbeltos, por causa de seu comportamento térmico estável quando em contato com polímeros e por causa da sua alta
densidade (Downs, 1993). De acordo com Howard (1995), estes fluidos possuem outras vantagens, tais como: possui
baixo potencial de corrosão, são facilmente recicláveis, inibem a hidratação de gás e o crescimento bacteriano, são
compatíveis com os sais presentes na formação e tem bom potencial como agente estabilizador de folhelhos. Estes
fluidos aumentam a estabilidade de folhelhos através da combinação de um reduzido fluxo hidráulico pela elevada
viscosidade do filtrado e pela estimulação de contra fluxo osmótico da água dos poros.
2. Ensaios de Imersão
Ensaios de imersão foram realizados para estudar o efeito da interação folhelho-fluido nas propriedades físico-
químicas tanto dos folhelhos quanto dos fluidos . Um equipamento de imersão foi desenvolvido no qual, amostras são
postas em contato com o fluido, e sensores especiais medem as propriedades eletroquímicas dos fluidos durantes os
ensaios. A primeira versão do equipamento (Figura 1), desenvolvida na PUC-Rio (Rabe et al, 2001a), realiza ensaios
sob condições de temperatura existente in situ, porém, sob pressão atmosférica.
Figura 1. Equipamento desenvolvido para a realização dos ensaios de imersão (esquerda) e vista das amostras de
folhelho imersas em solução no interior do balão (direita).
O equipamento é constituído por um balão de fundo redondo que possui cinco entradas: quatro laterais e uma
central. A entrada central é utilizada para inserir os fragmentos de folhelhos (Figura 1 a direita) e para acoplar o
condensador. Três das quatro entradas laterais do balão foram utilizadas para se inserir as sondas eletroquímicas, sendo
que a última entrada foi usada para a coleta de amostras de fluidos durante os ensaios. O condensador foi utilizado para
evitar a perda de água causada pela evaporação. Além disto, o equipamento possui uma manta aquecedora para manter
constante a temperatura durante os ensaios (Rabe et al., 2001b).
3. Propriedades dos Folhelhos e das Soluções
O folhelho utilizado foi obtido dos poços perfurados em áreas de plataforma marítima da Bacia de Campos
(RJ), onde, as amostras foram extraídas a uma profundidade de 3532m. A Tabela 1 apresenta algumas das
características do folhelho ensaiado. A densidade dos grãos foi determinada usando um picnômetro e a fração argila foi
determinada por sedimentação. A análise dos argilominerais foi realizada através da técnica da difração de Raios-X. O
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teor de umidade foi determinado através da secagem das amostras a 105ºC. O grau de saturação, índice de vazios e
porosidade foram obtidos através do uso de expressões da mecânica dos solos. Os resultados indicam que o folhelho
possui uma fração argila média e com baixo teor de argilominerais expansivos. O folhelho estudado apresenta alto teor
de umidade, alto grau de saturação e alta porosidade.
Tabela 1. Características gerais do folhelho ensaiado.
Densidade
dos grãos
Teor de
umidade (%)
Grau de
saturação (%)
Índice de
vazios
Porosidade
(%)
Fração
argila (%)
Argilominerais predominantes
2,69 26,4 100 0,67 40,2 50% Caulinita (33,6%) e
ilita/esmectita (22%)
As soluções aquosas usadas durante os ensaios foram preparadas com formiatos a diferentes concentrações. A
Tabela 2 apresenta o nome, a fórmula química, a atividade química (aw) e a concentração utilizada para preparar as
soluções.
Tabela 2. Características das soluções de formiato.
Nome Fórmula química aw Concentração (%)
Formiato de sódio NaCOOH 0,935 20
Formiato de potássio KCOOH 0,897 20
Formiato de césio CsCOOH 0,861 30
Água deionizada H2O 1,000 Pura
4. Procedimentos Adotados para a Realização dos Ensaios de Imersão
Em cada ensaio, três fragmentos de rochas foram utilizados, onde cada amostra pesa aproximadamente 70
gramas. Antes dos ensaios, as amostras foram moldadas dentro de uma câmara úmida, onde se evitou a perda de
umidade das amostras. Pequenos pedaços oriundos do processo de moldagem foram utilizados para a medição do teor
de umidade das amostras. Inicialmente, os fluidos são inseridos dentro do balão, e aquecidos a 50ºC, e as sondas
começam a monitorar as propriedades eletroquímicas dos fluidos. Após esta etapa, os pedaços dos folhelhos são
também colocados dentro do balão e os ensaios começam. Em função da falta de uma metodologia que defina a relação
folhelho-fluido, foi utilizado no presente trabalho, o valor de 10% (p/p).
Durante os ensaios, os efluentes foram coletados e enviados para se realizar a análise química de seus
efluentes, com o intuito de quantificar os cátions e ânions presentes nas soluções. Por limitação de espaço, apenas a
concentração total dos elementos será apresentada.
5. Mudanças nas Propriedades Eletroquímicas dos Fluidos de Imersão
A Tabela 3 apresenta os valores de pH, Eh e condutividade elétrica das soluções antes da imersão. Os
resultados indicam que as soluções de formiato são alcalinas e oxidantes e que têm alta condutividade elétrica. A água
de-ionizada é neutra e redutora e não condutiva.
Tabela 3. Propriedades eletroquímicas das soluções utilizadas a 50ºC.
Solução pH Eh Condutividade elétrica (mS/cm)
20% NaCOOH 8,25 -0,369 209
20% KCOOH 8,75 -0,295 347
30%CsCOOH 9,80 -0,245 366
H2O 6,94 0,211 0,005
As Figuras 2 e 3 apresentam, respectivamente, os resultados do pH e Eh (Figura 2) e da variação da
condutividade elétrica (Figura 3) dos fluidos de imersão em função do tempo. Durante os ensaios de imersão, a variação
do pH do fluido de referência (água de-ionizada) foi muito maior que a variação do pH e do Eh das soluções orgânicas.
Devido ao baixo pH, ocorreu a solubilização de certos elementos presentes no folhelho, como o carbonato de
cálcio (que representa 19,2% da composição da rocha) e de sulfato de cálcio. Estes elementos aumentaram o pH da
água. As variações foram mais intensas durante o primeiro dia, causada pela concentração de sais neutros nas soluções.
Os valores dos pH são importantes para entender o comportamento das partículas de argila que se encontram
em suspensão. Sob baixos valores de pH, os argilominerais em soluções aquosas podem ser levados à floculação.
Suspensões estáveis ou dispersões de partículas de argilominerais requerem potenciais hidrogeniônicos altos.
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O pH e o Eh das soluções orgânicas a base de formiatos quase não sofreram alterações em seus valores,
indicando que estes fluidos comportam-se como soluções tampão. A condutividade elétrica mostrou uma migração dos
íons da rocha para a água por difusão iônica, como indicado pela variação positiva da condutividade elétrica. O oposto
aconteceu com as soluções orgânicas, nas quais os íons migraram do fluido para a rocha, indicada pela variação
negativa. Os resultados mostram também que as reações foram mais intensas durante o primeiro dia de imersão.
Figura 2 – Variação do pH (esquerda) e variação do Eh (direita) em função do tempo durante os ensaios de imersão.
Figura 3 – Variação da condutividade elétrica durante a imersão.
A Tabela 4 apresenta os resultados da analise química dos fluidos. Os resultados indicam uma diminuição da
concentração dos íons nas soluções salinas e um aumento dos íons na solução de água de-ionizada. A análise química
apresenta o mesmo comportamento da condutividade elétrica.
A análise química indicou a difusão dos íons do fluido para o folhelho. A difusão é a tendência natural de
moléculas ou íons de fluir de um meio de maior concentração para um meio de menor concentração. O fenômeno mais
intenso ocorreu com a solução de formiato de potássio. A difusão mais intensa que ocorreu com o potássio pode ser
explicada pela sua baixa energia de hidratação, seu grau de coordenação ser 12 e por possuir dimensões adequadas ao
encaixe nas estruturas cristalográficas dos argilominerais. O oposto aconteceu com a água, no qual a concentração dos
íons na água aumentou.
Tabela 4. Variação da concentração das soluções de imersão.
Solução Valor inicial (%) Variação após os ensaios de imersão (%)
NaCOOH 20 +0,0412
KCOOH 20 -0,0115
CsCOOH 30 -0,0191
H2O 0 -0,0143
6. Propriedades Físico-Químicas do Folhelho após os Ensaios de Imersão
Ao final dos ensaios de imersão, o equipamento foi desmontado e as amostras foram utilizadas para a
realização dos ensaios físico-químicos com o folhelho.
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6.1. Teor de Umidade do Folhelho
O teor de umidade das amostras foi obtido através da secagem a 105ºC por um período de 24 horas. Os
resultados do teor de umidade dos folhelhos após a imersão estão apresentados na Tabela 5. Estes resultados mostram
que os folhelhos quando em contato com a água sofrem uma significativa hidratação (quase 23%). Em contato com os
sais orgânicos, ocorrem intensas desidratações que atingem o valor de 20% quando em contato com o formiato de césio.
O elevado teor de sal usado nos fluidos de imersão é responsável por esta elevada desidratação, provocada pela intensa
osmose que ocorreu.
Tabela 5. Teor de umidade das amostras do folhelho após a imersão.
Teor de umidade H2O NaCOOH KCOOH CsCOOH
Antes da imersão 25,86 26,67 25,44 25,04
Após a imersão 31,71 24,93 23,03 20,00
6.2. Composição do Fluido dos Poros
A composição do fluido intersticial do folhelho é um importante elemento para a análise da transferência de
massa entre o fluido e o folhelho. A técnica de extração desenvolvida por Schmidt (1973) foi utilizada durante os
experimentos, onde as amostras foram secas e o sal removido por lavagem.
Os resultados das concentrações dos íons dissolvidos no fluido dos poros estão indicados na Tabela 6, onde se
pode constatar que o fluido dos poros é constituído basicamente por cloretos e sulfatos de sódio, magnésio, cálcio e
potássio. Este é similar a composição da água do mar, que confirma a origem submarina deste folhelho.
Os ensaios de imersão indicaram difusão dos íons oriundos dos fluidos orgânicos para o fluido dos poros do
folhelho. Quando imerso em água, os íons sofreram difusão iônica do fluido dos poros do folhelho para a água. O teor
de césio não foi determinado, por limitação do equipamento de absorção atômica utilizado.
Tabela 6. Íons dissolvidos no fluido dos poros (mg/l).
Solução Na+ K
+ Ca+2 Mg+2 Cl- SO4-2
Natural 23496 367 325 234 26734 14137
H2O 23379 356 324 235 26576 14122
NaCOOH 23919 306 264 226 26342 13977
KCOOH 23720 611 276 229 26486 13943
CsCOOH 23358 323 322 227 26428 13943
6.3. Capacidade de Troca Catiônica
A Tabela 7 apresenta os resultados da capacidade de troca catiônica do folhelho antes (natural) e após os ensaios
de imersão. O método do acetato de amônio foi utilizado para se obter as propriedades de capacidade de troca catiônica
das amostras ensaiadas e a identificação dos cátions intercambiáveis (Brower et al., 1952).
Neste método, os cátions presentes nos argilominerais são trocados pelo íon Na+ durante o tratamento com uma
solução de 1N de acetato de sódio a um pH de 7,0. Em seguida, o íon Na+ é trocado pelo íon NH4+ através do tratamento
com uma solução de 1N de acetato de amônio. A concentração do cátion em solução foi determinada analiticamente
através de absorção atômica. Para a realização dos ensaios, foram utilizados 4 gramas de folhelho. Os resultados
indicam que o folhelho estudado tem um valor médio de CTC, e que o principal cátion intercambiável é o sódio.
A imersão em água quase não afetou o CTC do folhelho. Reduções no CTC total foram observadas nas
amostras quando imersas em soluções a base de formiatos. Estas reduções foram mais intensas quando o folhelho foi
imerso em formiato de potássio. Os resultados mostram também que o íon presente no fluido foi adsorvido e trocado
por outros íons. Em solução de formiato de sódio, o íon sódio da solução foi adsorvido pelo argilomineral e trocado por
potássio, cálcio e magnésio. O mesmo comportamento ocorreu com a solução de formiato de potássio, onde, o cátion
potássio foi adsorvido pelos argilominerais e trocado pelo sódio, cálcio e magnésio. Para a solução de formiato de césio,
houve uma redução dos teores de sódio, potássio, cálcio e magnésio.
Tabela 7. Capacidade de troca catiônica e cátions intercambiáveis.
Solução CEC Na+ K
+ Ca+2 Mg+2
Natural 38,2 22,4 3,6 10,4 1,8
H2O 37,9 22,3 3,6 10,3 1,7
NaCOOH 34,1 24,3 2,9 8,3 0,6
KCOOH 33,5 18,7 5,1 6,7 2,0
CsCOOH 36,0 21,1 3,1 10,4 1,4
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A troca catiônica depende principalmente das valências dos íons, da relativa abundancia dos outros tipos de
íons, e do tamanho do íon. Devido a pequena variação do CTC e pelo baixo potencial de troca iônica do íon césio,
conclui-se que este elemento quase não foi adsorvido pelos argilominerais do folhelho.
6.4. pH da Rocha
A medição do pH foi realizada através de um peagâmetro digital, onde, foram utilizadas 10ml de rocha
previamente destorroada e passada na #40. Este material foi misturado em uma solução de 25ml de água destilada, em
que a correção final do pH da solução foi realizada com a adição de hidróxido de sódio, até que o pH atingisse a
neutralidade. Os resultados das medições do pH da rocha antes e depois da imersão estão presentes na Tabela 8.
Tabela 8. Valores do pH da rocha medido antes e após a imersão.
Antes da imersão H2O 20% NaCOOH 20% KCOOH 30% CsCOOH
7,11 5,12 7,54 7,67 7,72
A amostra de folhelho imersa em água apresentou uma grande redução no seu pH causado pela perda de sais
presentes no fluido dos poros do folhelho, levando a uma acidificação da rocha. Por outro lado, as amostras do folhelho
imersas em soluções de formiato mostraram um aumento do pH em resposta tanto da desidratação quanto da
movimentação de cátions do fluido dos poros para o fluido de imersão.
7. Conclusões
Os resultados eletroquímicos indicaram uma grande variação do pH e do Eh da água através da solubilização
de elementos presentes na rocha e no fluido dos poros que afetaram os valores iniciais. O pH e o Eh das soluções de
formiato quase não mudaram durante os ensaios de imersão, indicando que as mesmas se comportam como soluções
tampão.
Os resultados físico-químicos indicaram que os cátions presentes nas soluções orgânicas sofreram difusão
iônica do fluido para a rocha, que induziu a uma redução da condutividade elétrica destas soluções.
Os ensaios de imersão indicaram uma intensa difusão de íons oriundos da solução salina para o fluido dos
poros do folhelho. Em presença de água, a difusão aconteceu da rocha para os fluidos, no qual aumentou a
condutividade elétrica da água. Além disto, pode-se observar o fenômeno da osmose, que é contrário ao do fluxo
difusivo, foi confirmado pela hidratação da rocha durante a imersão em água e pela desidratação da rocha durante os
ensaios de imersão com sais orgânicos. Este processo mudou o teor de água livre da rocha. Os resultados também
indicam que parte dos íons das soluções salinas reduziu a capacidade de troca catiônica da rocha, enquanto que em água
quase nenhuma mudança foi constatada. As soluções a base de formiatos também aumentaram o pH da rocha
(alcalinização), enquanto que em água ocorreu uma redução, que a tornou ácida.
Este conjunto de resultados indica que os formiatos são adsequados para a utilização como inibidores da
hidratação e da migração de íons para o fluido de perfuração.
8. Referências
BROWER, C. N., REITMEIR, R. F., FIREMAN, M. Exchangeable cation analysis of saline and alkaline soil, Soil
Science, s.1, 251-261, 1952.
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DOWNS, J. D. Formate brines: novel drilling and completion fluids for demanding environments, Society of petroleum
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RABE, C., DA FONTOURA, S. A. B., ANTUNES, F. S. Experimental study of interaction shale-fluid through
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RABE, C., DA FONTOURA, S. A. B., ANTUNES, F. S. Estudo experimental da interação folhelho-fluido através de
ensaios de imersão, Anais do 1º Congresso Brasileiro de P & D em Petróleo e Gás, Natal, 25 a 28 de Novembro,
p. 367, 2001b.
SANTARELLI, F. J., CARMINATI, S. Do shales swell? A critical review of available evidence, Society of Petroleum
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SCHMIDT, G. W. Interstitial water composition and geochemistry of deep Gulf Coast Shales and Sandstones. The
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Petroleum Engineers Jornal. SPE Paper 59190. 2000 IADC/SPE Drilling Conference. New Orleans. 2000. p. 23-39.
... Para um maior entendimento dos fenômenos de interação entre a rocha e o fluido de perfuração é necessário, primeiramente, que se tenha uma descrição completa destas formações ativas, tanto do ponto de vista de seus constituintes individuais quanto da sua microestrutura [6]. Portanto, o uso da caracterização de formações reativas é indispensável para um melhor entendimento da capacidade de expansão apresentada por este tipo de formação. ...
... Para um maior entendimento dos fenômenos de interação entre a rocha e o fluido de perfuração é necessário, primeiramente, que se tenha uma descrição completa destas formações ativas, tanto do ponto de vista de seus constituintes individuais quanto da sua microestrutura [6]. Portanto, o uso da caracterização de formações reativas é indispensável para um melhor entendimento da capacidade de expansão apresentada por este tipo de formação. ...
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All classes of clay minerals absorb water, but the smectite absorb much larger volumes than the other classes because of its expanded network. During the drilling of oil wells it is common for the detection of layers consisting of clay minerals high grade of hydration arranged in laminar packages. When in contact with water, the packets are separated clay as the water enters the basal spacing. This phenomenon is known as expansion or swelling. Given this, this paper aims to characterize shales in two regions of the country to explain the susceptibility of hydration of each of these formations. The characterization was done by making use of Exchange cation capacity (ECC), X-ray fluorescence (XRF), diferential thermal analysis (DTA), Thermogravimetry (TGA) and X-ray diffraction (XRD). The results obtained showed that among the shales studied, those with the greatest degree of clay fractions (smectite) in its composition showed higher swelling index according to the methodology of Foster.
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The present work has as objective the study of the behavior of preserved shale samples when immersed in aqueous solutions. The obtained results show that the solutions presented high variations of pH, salinity and electric conductivity, what indicates ionic migration of salts from the rock to the fluid, and small variations of Redox potential. Chemical analysis indicate strong migrations of ions from the rock to the fluid. It can also be observed that the solutions become cloudy, denser and more viscous. Besides, the samples suffer elevations of its water content, small variation of its cation exchange capacity and chemical composition, loss of solid material from superficial disintegration and the development of fractures in the cores. This work contributes to the understanding of the shale behavior in presence of drilling fluid water base.
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After more than 30 years of development and refinement, the technology for formulating halide-based brines for drilling and completion-fluid duty is relatively mature. Nevertheless, the halide brines still exhibit certain performance deficiencies that can significantly limit their utility. Laboratory tests indicate that a series of organic brine systems based on the alkali metal salts of formic acid have a promising range of properties that are superior to those of the halide brines in nearly all respects. The outstanding features of the formate salts are: - They can provide high-density brines that are non-hazardous and appear to be compatible with oilfield hardware. - They are environmentally responsible and readily biodegradable. - As powerful anti-oxidants, they can protect viscosifiers and fluid-loss polymers against thermal degradation up to temperatures of at least 150°C. - They are compatible with formation waters containing sulphates and carbonates. It is anticipated that formate brines will soon find application as high-performance drilling and completion fluids in a number of demanding operational environments where conventional fluids have difficulties in meeting the required performance specifications.
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Interstitial water from shales and sandstones shows a contrast in concentration and composition. Sidewall cores of shales were taken every 500 ft between 3,000 and 14,000 ft in a well in Calcasieu Parish, Louisiana, which encountered abnormally high fluid pressures just below 10,000 ft. Significant differences between the total dissolved solids concentrations in waters from normally pressured sandstones (600-180,000 mg/l) and highly pressured sandstone (16,000-26,000 mg/l) were noted. Shale pore water has a lower salinity than the water in the adjacent normally pressured sandstones, but the concentrations are more similar in the high pressure zone. Shale water generally has a concentration order of SO4 = > HCO3- > Cl-, whe eas water in normally pressured sandstone has a reversed concentration order. Conversion from predominantly expandable to non-expandable clays accelerates near the top of the high pressure zone, which appears correlative with a major temperature gradient change, an increase in shale porosity (decrease in shale density), a lithology change to a massive shale, an increase in shale conductivity, an increase in fluid pressure, and a decrease in the salinity of the interstitial waters. The data presented suggest that the clays subjected to diagenetic change release two layers of deionized water and that this released water may be responsible for the lower salinity of the water found in the high pressure section.
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SPE Members Abstract A vast majority of drilling problems occur in shales. The traditional explanation is that shales swell when contacted with water. As the use of oil based muds becomes more difficult, recent years have seen a large number of publications dedicated to the study of water/shale interaction. Unfortunately, this large body of evidence contains too many contradictions to be trusted as a sound basis for engineering. A two years long critical review of this material was therefore undertaken revealing that most experimental observations performed in the laboratory were not representative of downhole conditions as air or water vapor had been introduced in the samples, leading to capillary phenomena which have been mistaken for swelling. Further observations revealed that true swelling is unlikely to be an issue downhole. Upon contact with drilling fluids, the occurrence of mineralogical transformations affecting the shale was identified and it was further shown that such transformations will affect the mechanical response of the rock. Background Many sources have evaluated that problems due to wellbore stability add on average between 10 and 15 % to normal drilling costs. Shales are at the origin of most of these problems and it has traditionally been assumed that this is due to the fact that they swell when contacted with water. As a consequence, the industry has turned successfully towards the use of oil based muds to resolve them. This success is clearly illustrated by the statistical analysis of 100 8"1/2 phases drilled in Italy over recent years with both water and oil based muds. For each well, stuck pipe cases were systematically analysed revealing that only 4 wells out of 26 drilled with oil based mud had a stuck pipe whilst 40 out of 74 wells drilled with water based mud had difficulties. Unfortunately, environmental concerns make the use of oil based muds more and more difficult, costly and risky everywhere:–special authorizations need to be obtained,–secure and expensive cuttings disposal procedures need to be divised,–long term legal liability has been imposed in many countries which leaves little room for errors. P. 741
Article
SPE Member Abstract Low solids drilling fluids based on formate brines (sodium, potassium and caesium salts of formic acid) were originally designed to minimise frictional pressure losses in slim hole drilling applications. In addition, their unique capability of stabilising polymers to high temperatures made them more temperature resistant than any other polymer based drilling fluids. Subsequent work has shown that these brines, because of their high densities and low corrosivity are also ideal completion and packer fluids. Formate brines have excellent HSE profiles and they are compatible with reservoir fluids, good shale stabilisers, gas hydrate inhibitors, and scale dissolvers. Also, a technique has been found for cost effective clean-up and recycling of formate based drilling fluids. The commercialisation and introduction of these fluids into the field (especially caesium formate) has taken a long time, due to high prices and few manufacturers. This situation is now changing. as the number of manufacturers is increasing, and buy-back arrangements have been made available. Also, a number of successful drilling and completion trials have been carried out. General Introduction Recent changes in environmental legislations have driven the industry away from oil based drilling fluids. The most popular solution by far is the use of pseudo oil based muds, which are based on synthetic hydrocarbons. However, these systems are still not proven to be environmentally fully acceptable, and their future is not certain. The main concern about these fluids is biodegradation, both aerobic and anaerobic. A whole range of synthetic base fluids now exists, from those that degrade slowly and only aerobically to those that are broken down very rapidly anaerobically. Common to all is that they do affect the environment, either by staying on the seabed for many years or by degrading rapidly with short but more drastic effects on the environment. Major disagreement exists among the various environmental institutions and governments about what is the most acceptable solution - if any at all. The safest solution to this problem is to avoid it in the first place. If cuttings are still to be disposed on the seabed, the use of non-toxic water based drilling fluids, disappearing from the cuttings pile during settling, is a safe way forward. However, not only environmental requirements have to be considered when selecting a drilling fluid. Also technical requirements have to be fulfilled, such as temperature stability, good hydraulics, shale stability, tolerance to contaminations, material compatibility. reservoir compatibility, and recycling possibilities. Conventional water based drilling fluids can often not compete with the oil based or pseudo oil based systems in most of these areas. Drilling fluids based on formate brines (sodium, potassium. and caesium salts of formic acid). however, have been found to fulfil all of the above mentioned requirements. These fluids were first designed for use as deep slim hole drilling fluids because of their temperature stabilising effect on polymers and their high densities. Neither bentonite nor solid weight material are needed and therefore these low solids drilling fluids have very good rheological properties. Later, they were also shown to be environmentally more acceptable than other commonly used brine systems. shale stabilising, and compatible with reservoir fluids and common drilling equipment materials. A technique has also been developed for recycling of these brines. The formate brines also have great potential for use as completion and packer fluids, as densities up to 2.3 SG can be achieved without any solid weight material. The heaviest formate brine, caesium formate, is for the time being intended as a replacement for the highly toxic and corrosive zinc bromide brine. Introduction to the Formate Brines Properties of Formate Brines. The formate salts of alkali metals are very soluble in water and form brines of very high densities. The three salts that have been found useful for drilling and completion fluids are sodium formate (NaCOOH), potassium formate (KCOOH). and caesium formate monohydrate (CsCOOH-H2O). Sodium formate is the least soluble of the three and can reach a density of about 1.33 SG. Potassium formate is more soluble, with a maximum brine density of about 1.59 SG, and caesium formate can reach as far as 2.3 SG. The densities of the three formate brines as a function of concentration (% weight and molar concentration) are shown in Fig 1. P. 483
Exchangeable cation analysis of saline and alkaline soil
  • C N Brower
  • R F Reitmeir
  • M Fireman
BROWER, C. N., REITMEIR, R. F., FIREMAN, M. Exchangeable cation analysis of saline and alkaline soil, Soil Science, s.1, 251-261, 1952.
Estudo experimental da interação folhelho-fluido através de ensaios de imersão, Anais do 1º Congresso Brasileiro de P & D em Petróleo e Gás, Natal, 25 a 28 de Novembro
  • C Rabe
  • S A B Da Fontoura
  • F S Antunes
RABE, C., DA FONTOURA, S. A. B., ANTUNES, F. S. Estudo experimental da interação folhelho-fluido através de ensaios de imersão, Anais do 1º Congresso Brasileiro de P & D em Petróleo e Gás, Natal, 25 a 28 de Novembro, p. 367, 2001b.